技术进步正在系统性改写欧洲地热电力的经济边界。报告测算显示，在当前技术条件下，欧盟范围内约有43吉瓦增强型地热装机容量可在低于100欧元每兆瓦时的成本水平下开发，这一成本区间已与煤电和燃气电力持平。在成员国中，匈牙利潜在规模最大，约28吉瓦，其次是波兰、德国和法国，各在4吉瓦左右。这意味着地热已从区域性资源转变为可广泛复制的电源选项

　　在发电量层面，这43吉瓦地热装机在高容量因子条件下，每年可提供约301太瓦时电力，相当于欧盟2025年煤电和气电发电量的42%。与风电和光伏相比，地热具备全天候、可调度特征，且不存在燃料成本，其边际发电成本不受化石燃料价格和碳价波动影响，在电力系统中提供稳定的低碳基荷电力。

　　成本下降是地热潜力释放的关键变量。过去十年，借助油气行业成熟的钻井与储层工程技术，地热井成本已下降约40%，使得更深、更高温资源具备商业可行性。模型显示，在欧盟范围内，当可开发深度由2000米扩展至5000米时，地热技术潜力放大50倍，若延伸至7000米，潜力增幅可达180倍，且已有项目在4000至5000米深度实现商业运行。

　　在系统价值层面，下一代地热不仅发电，还具备“类电池”储能能力。通过调节注采速率，地热储层可在低电价时吸收多余风光电力，并在高价时释放，储能效率可与锂电池相当且几乎不增加额外成本。同时，从地热卤水中回收锂等关键矿物的技术，回收率可达95%，为项目提供电力之外的新增收入来源。

　　尽管欧洲在地热技术研发上长期领先，但部署节奏正在放缓。目前欧洲在运地热装机约3.5吉瓦，年发电量约20太瓦时，项目高度集中于土耳其、意大利和冰岛。相比之下，北美在政策激励和资本推动下，规划中的地热项目规模已明显超过欧洲，欧盟层面缺乏统一政策和风险分担机制成为主要掣肘。

　　趋势洞察：地热电力正处在由技术可行性向制度可行性过渡的关键阶段。成本与性能已不再是主要障碍，真正决定其能否成为欧洲能源转型支柱的，是能否通过统一的融资、许可和市场机制，将高前期风险转化为长期稳定回报。一旦政策与资本形成合力，地热有望在未来十至二十年内，重塑欧洲低碳基荷电力的供给结构。